Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное представление об условиях работы бурильной колонны и породоразрушающего инструмента в скважине 12
1.1. Анализ опыта теоретических исследований механики движения бурильной колонны 12
1.2. Стендовые исследования механики бурильных колонн при вращательном бурении 32
1.3. Производственные испытания колонн со смещенной массой поперечного сечения, и их конструкции 44
1.4. Анализ современных технических средств по управлению траекторией скважин 53
Выводы по главе 1 64
Глава 2. Методика лабораторных исследований и производственных испытаний алмазных коронок и компоновок КСМ 67
2.1. Методика исследования работы буровой коронки с эксцентриситетом торца матрицы на стенде с целью уточнения характера ее работы и износа 67
2.2. Методика обработки результатов стендовых исследований буровой коронки с эксцентриситетом торца матрицы 71
2.3. Методика определения характера работы бурильных труб с эксцентриситетом центра масс в составе буровой компоновки по их износу 75
2.4. Методика проведения производственных испытаний опытных образцов компоновок КСМ 77
2.5. Методика проведения производственных испытаний макетов буровых коронок КИТ 80
Выводы по главе 2 84
Глава 3. Теоретические исследования 85
3.1. Теоретическое исследование особенностей работы алмазной коронки
для бурения в твердых анизотропных горных породах 85
3.2. Теоретическое обоснование величин снимаемых лысок и величин эксцентриситета, обоснование методики размещения труб КСМ в сжатом участке колонны 92
3.3. Теоретические предпосылки усовершенствование торца коронки с целью сохранения эксцентриситета режущей части торца при сохранении гидравлического равновесия истечения жидкости в ее торце 102
Выводы по главе 3 107
Глава 4. Стендовые и производственные испытания коронок кит и труб КСМ 108
4.1. Результаты стендовых испытаний буримости долерита коронкой с измененной формой торца (КИТ) 108
4.2. Исследование износа керна и боковой наружной поверхности коронки при бурении скважин коронками КИТ 115
4.3. Производственные испытания КСМ в составе бурильной колонны 120
4.4. Результаты изучения работы компоновок со смещенной массой в составе буровой колонны по их износу 125
4.5. Производственные испытания коронок КИТ 133
Выводы по главе 4 135
Глава 5. Разработка и совершенствование алмазных буровых коронок с целью снижения интенсивности естественного искривления скважин 137
5.1. Разработка конструкции алмазной коронки исключающей ориентированный перекос ее торца 137
5.2. Усовершенствование алмазной коронки с целью снижения износа ее боковой наружной поверхности 142
5.3. Усовершенствование конструкции коронки КИТ в связи с полученными производственными данными 147
Выводы по главе 5 154
Глава 6. Расчет экономической эффективности от разработок технических средств для повышения эффективности работы бурильной колонны и стабилизации направления скважин 156
6.1. Экономический эффект от применения труб КСМ в составе буровой компоновки 156
6.2. Экономический эффект от применения буровых алмазных коронок КИТ 159
Выводы по главе 6 161
Выводы и рекомендации 162
Список литературы 166
- Производственные испытания колонн со смещенной массой поперечного сечения, и их конструкции
- Методика обработки результатов стендовых исследований буровой коронки с эксцентриситетом торца матрицы
- Теоретические предпосылки усовершенствование торца коронки с целью сохранения эксцентриситета режущей части торца при сохранении гидравлического равновесия истечения жидкости в ее торце
- Результаты изучения работы компоновок со смещенной массой в составе буровой колонны по их износу
Введение к работе
Актуальность.
В настоящий момент большинство геологоразведочных скважин в России и мире
бурится с применением комплексов ССК алмазным породоразрушающим
инструментом.
Известно, что при бурении геологоразведочных скважин вращательным способом, колонна бурильных труб служит проводником для передачи энергии на забой. Количество энергии, дошедшей до забоя в виде величины осевой нагрузки и крутящего момента, зависит от множества факторов, важнейшими из которых является сила трения скольжения между колонной и стенками скважины, а также усилие прижатия деформированной компоновки к стенкам скважины. При высоких значениях коэффициента трения между колонной и стенкой скважины колонна, деформируясь, ведет себя нестабильно: возможно возбуждение поперечных и крутильных колебаний, неэффективных видов движения таких, как обратная прецессия. Все это оказывает значительное влияние на механическую скорость бурения, искривление скважины, проходку за рейс, выход керна, затраты мощности на вращение колонны, вибрацию, износ снаряда.
Согласно экспериментальным данным, полученным в МГРИ под руководством Г.А. Воробьёвым при выполнении исследований на стенде, наиболее устойчивым видом движения статически сбалансированных колонн при высокой частоте вращения является обратная прецессия, вид движения колонны, с которым связаны негативные влияния на показатели бурения.
Поэтому актуальность приобретают разработки, направленные на повышение эффективности буровых работ, связанные с работой колонны, и состоят в подборе значений параметров системы «колонна – скважина», которые бы снижали вероятность возникновения обратной прецессии и ориентированного изгиба колонны, приводящего к перекосу торца породоразрушающего инструмента на забое.
Рост эффективности работы колонны с устранением отмеченных параметров связан с реализацией вращения компоновки по типу Ф1*.
Реализация типа вращения Ф1 может достигаться следующими основными методами:
Применением высокосбалансированных бурильных колонн с высокой степенью точности выполнения соосности резьбового соединения при определенных условиях эксплуатации (ограниченных осевых нагрузках и частотах вращения колонн, малых значениях радиального зазора и коэффициента трения скольжения между колонной и стенкой скважины и др.);
Применением специальных компоновок, реализующих при бурении режим вращения Ф1 как колонны, так и породоразрушающего инструмента за счет особенностей своей конструкции. Таким образом, одним из направлений повышения эффективности работы колонны
является разработка технических средств, используемых в составе буровой компоновки для реализации ее вращения по типу Ф1 в забойной зоне и наиболее нагруженной части буровой компоновки.
* Согласно классификации видов движения колонн приведенной в работе В.Н. Алексеева «Исследования устойчивости движения бурильной колонны на стенде». – Методика и техника разведки. Л.: ОНТИ ВИТР, 1979, №131, с. 43–46.: Ф1 – вращение колонны вокруг своей оси и вокруг оси скважины; Ф2 – вращение колонны только вокруг собственной оси; Ф3 – вращение колонны вокруг собственной оси с качениям по ее стенкам.
Первый из упомянутых методов на сегодняшний день достаточно изучен, реализован и широко распространен. В это же время, технические средства, способные обеспечивать стабильный вид вращения колонны, повышение эффективности геологоразведочного бурения в сложных горно-геологических условиях при высокочастотном алмазном бурении в системах типа ССК отсутствуют, что является актуальной проблемой.
Целью диссертационной работы является систематизация, расширение и углубление знаний в области повышения эффективности работы буровых компоновок путем применения труб со смещенным центром тяжести поперечного сечения (КСМ) и коронок с эксцентриситетом торца матрицы (КИТ).
Идея работы заключается в применении специальных труб со смещенным центром тяжести поперечного сечения и установкой их в сжатой части бурильной колонны с оптимальным шагом для обеспечения движения колонны вокруг оси скважины, а так же алмазных коронок с эксцентриситетом торца матрицы для исключения режима вращения с ориентированным перекосом их торца.
Основные задачи исследований:
обзор и анализ современного представления о работе бурильной колонны, существующих в связи с этим проблемах, опытом применения компоновок со смещенным центром тяжести поперечного сечения;
анализ современных технических средств по управлению траекторией скважин;
разработка методики определения оптимального размещения труб со смещенным центром тяжести поперечного сечения в интервале сжатого участка бурильной колонны;
обоснование принципиальных конструкций труб со смещенным центром тяжести поперечного сечения, исходя из конкретных технико-технологических параметров бурения;
производственные испытания бурильных труб со смещенным центром тяжести поперечного сечения в составе сжатой части буровой компоновки;
разработка эффективных конструкций коронок с эксцентриситетом торца матрицы;
лабораторные исследования и производственные испытания коронок с эксцентриситетом торца матрицы.
Методы решения поставленных задач. Работа выполнена в соответствии с общепринятыми методами теоретических и экспериментальных исследований. Исследования механизма работы буровой коронки КИТ с измененной формой торца производились на буровом стенде. Обработка экспериментальных исследований проводилась с помощью методов математической статистики. Проведены производственные испытания опытных образцов труб КСМ и макетов коронок КИТ на золоторудном месторождении «Попутнинское» для изучения работы бурового снаряда с оптимально размещенными КСМ в сжатой зоне, а также оценки влияния буровой коронки КИТ на интенсивность искривления скважин.
Личный вклад автора состоит в обзоре и анализе литературных источников по тематике работы бурильной колонны и современных технических средств по управлению траекторией скважин; в разработке методики определения оптимального размещения труб КСМ в интервале сжатого участка бурильной колонны; в обосновании конструкций труб КСМ; в проведении стендовых испытаний коронок КИТ; в
проведении производственных испытаний макетов коронок КИТ и опытных образцов труб КСМ.
Научная новизна:
разработана методика создания буровых компоновок с применением специальных труб с эксцентриситетом центра масс поперечного сечения (КСМ) и установкой их в сжатой, наиболее деформированной части бурильной колонны с определенным интервалом в точках, соответствующих местам деформации колонн с образованием гребня полуволны деформации;
предложено теоретическое обоснование конструкций КСМ для применения в алмазном бурении с применением комплексов ССК. Разработаны новые конструкции соответствующих КСМ для основных типоразмеров труб комплексов ССК как отечественного, так и импортного производства с малыми значениями эксцентриситета (0,5 – 1,0 мм) для бурильных колонн, предназначенных для алмазного бурения на высоких частотах вращения (более 500 мин-1);
выяснен механизм работы алмазной коронки с эксцентриситетом торца матрицы (КИТ), который заключается в перемещении коронки вокруг оси скважины в направлении вращения с прижатием боковой поверхности матрицы и корпуса коронки к стенке скважины в диапазоне центрального угла, включающего широкие промывочные каналы, при этом установлено, что точка прилегания коронки к стенке скважины смещается в направлении вращения коронки по мере повышения ее частоты вращения; на основании установленного механизма работы алмазной коронки созданы конструкции новых алмазных коронок, соответствующие оптимальным условиям работы;
установлено, что для сохранения ресурса коронок с эксцентриситетом торца матрицы (КИТ) необходимым условием является обеспечение равенства гидравлических сопротивлений в промывочных каналах и наличие дополнительной защиты боковой поверхности коронки в диапазоне центрального угла, ограничивающего прилегание коронки к стенке скважины.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена результатами теоретических и экспериментальных исследований, достаточной сходимостью расчетных величин с фактическими данными, воспроизводимостью результатов, а также результатами натурных наблюдений.
Практическая значимость работы:
-
Разработан и внедрен буровой инструмент для стабилизации направления траектории скважины.
-
Разработана научно обоснованная методика оптимального размещения КСМ в интервале сжатого участка буровой колонны.
-
Разработаны конструкции коронок для снижения интенсивности естественного искривления скважин.
-
Спроектирована и внедрена конструкция компоновки бурильной колонны для снаряда ССК, обеспечивающая повышение технико-экономических показателей бурения геологоразведочных скважин.
Реализация результатов работы. Разработанная автором методика оптимального размещения КСМ в интервале сжатого участка буровой колонны, а также разработанный им буровой инструмент был успешно внедрен на предприятии ООО «Прикладная геология» (г. Красноярск), что подтверждено соответствующими актами.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы неоднократно представлялись в докладах на XVII–XX Международных научных
симпозиумах имени академика М.А. Усова студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоении недр» (Томск, ТПУ, 2013–2016); на Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Проспект свободный – 2015» (Красноярск, 2015); на молодежном форуме «Мингео Сибири 2014–2015» (Красноярск, 2014–2015); на Юбилейной Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «МОЛОДЁЖЬ И НАУКА» (Красноярск, 2014); на Российской Нефтегазовой Технической конференции The Society of Petroleum Engineers «Региональный конкурс студенческих работ – Россия и Каспийский регион» (Москва, 2015); на «Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса» (Санкт-Петербург, 2015–2016).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе 3 из перечня рекомендованных ВАК РФ и 5 патентов РФ.
Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы из 111 наименований; содержит 179 страниц машинописного текста, 70 рисунков, 26 таблиц и 1 приложение.
Автор выражает признательность и благодарность научному руководителю Нескоромных Вячеславу Васильевичу, а также сотрудникам ООО «Прикладная геология» и кафедры ТиТР МПИ института горного дела, геологии и геотехнологии СФУ.
Производственные испытания колонн со смещенной массой поперечного сечения, и их конструкции
Согласно экспериментальным данным [23, 96], наиболее устойчивым видом движения статически сбалансированных колонн на форсированных режимах является обратная прецессия, вид движения колонны, с которым связаны все негативные влияния на показатели бурения. Поэтому решение проблемы повышения показателей буровых работ состоит в том, чтобы подобрать значения параметров системы «колонна – скважина», которые бы снижали вероятность возникновения обратной прецессии.
Причины возникновения обратной прецессии при движении буровой компоновки приведены в работах [59, 63] и состоят в том (рис. 1.2), что возникает центробежная сила, определяющая силы прижатия и трения Fтр колонны о стенку скважины. Сила трения препятствует вращению участка колонны в направлении , а, достигая величины Fт.к., вызывает качение колонны по стенке скважины. При качении все условия, вызвавшие обратную прецессию, сохраняются, т.к. в любом новом положении поперечного сечения в скважине силы Fц и Fтр, равны первоначальным. Кроме того, учитывая, что коэффициент трения скольжения с = 0,1–0,2, а коэффициент трения качения = 0,01–0,02, т. е. меньше примерно в 10 раз, качение колонны по стенке скважины будет вполне устойчивым видом движения, т. к. сила трения скольжения больше силы трения качения [53].
При этом, связанный с колонной ПРИ, вместо вращения вокруг своей оси, увлекаемый участком колонны, совершает обкатывание по периметру забоя скважины (нутационное движение относительное ее оси), проявляющееся в виде периодически повторяющихся полных остановок породоразру-шающего инструмента и в образовании отличного от круглой формы многоугольного забоя, винтовой многозаходной формы ствола скважины и столбика керна. Подобный режим работы инструмента и бурильных труб приводит к раскручиванию колонны, т.е. в бурильной колонне возбуждаются крутильные фрикционные автоколебания [59].
Такое явление, как обратная прецессия, крайне нежелательно для кер-нообразования, энергоемкости бурового процесса, ресурса инструмента [2, 3, 23, 26, 59 и др.].
Из изложенного следует, что проблема повышения показателей буровых работ, связанных с работой буровой колонны, состоит в том, чтобы подобрать параметры системы «колонна - скважина», которые бы предупреждали возникновение обратной прецессии.
Возбуждение обратной прецессии бурового снаряда или его элементов возможно [3, 53]: в процессе бурения, при неизменных параметрах режима бурения; при изменении параметров режима бурения; непосредственно при холостом вращении колонны. В процессе бурения при неизменных параметрах обратная прецессия уверенно выделяется по скачкообразному увеличению мощности, снижению механической скорости или увеличению нагрузки на забой (рис. 1.3). Признаком возбуждения качения колонны при холостом вращении снаряда и при дохождении до забоя является повышенное усилие проталкивания колонны в скважину, а также возможен вариант повышения вибрации снаряда [59].
На рис. 1.3. представлены зависимости, полученные при исследовании движения колонны на горизонтальном стенде. Эксперименты показали, что обратная прецессия уверенно диагностируется в системах «колонна - скважина» с малыми радиальными зазорами [53].
На рис. 1.4. приведена схема алгоритма диагностики обратной прецессии [9]. Зависимости, служащие признаком для диагностики обратной прецессии, приведены на рис. 1.5. Таким образом, на основании изложенного, можно сделать следующий вывод: на этапе управления процессом бурения важнейшая задача - оперативное распознавание обратной прецессии (качения) бурового снаряда, что позволит существенно повысить эффективность бурения, особенно алмазного, при высоких частотах вращения колонны. Рис. 1.3. Зависимость суммы дополнительной мощности Nдоп (кВт), мощности на разрушение забоя Nрз (кВт) и механической скорости Vм (м/с) от задаваемой осевой нагрузки Р (даН), = 1015 (мин –1) в системе КССК 76/100; Ф3 – зона возбуждения обратной прецессии В работе [23] отмечено, что наибольшую опасность сохранности бурильной колонны представляет обратная прецессия бурильной колонны. В.Н. Алексеевым выделены три группы методов диагностики обратной прецессии снаряда: прямые методы, косвенные с запаздыванием информации, косвенные оперативные методы.
Прямые методы состоят в непосредственном измерении параметров движения буровой колонны или напряжений в теле труб. Для их реализации необходим надежный канал связи с местом установки датчиков. В настоящее время этот метод реализован лишь частично в приустьевой зоне, где данный вид движения может быть зафиксирован визуально или с помощью специальных датчиков [3].
Методика обработки результатов стендовых исследований буровой коронки с эксцентриситетом торца матрицы
Обработка результатов исследования планировалась и выполнялась в соответствии с методикой полного факторного эксперимента (ПФЭ).
Экспериментальное исследование буримости долерита стандартной коронкой и с измененным торцом выполнено в соответствии с планом полного факторного эксперимента [55] типа N = 2k, где N – число достаточных для получения достоверных результатов опытов; k – число влияющих на отклик учитываемых факторов. В качестве откликов были замерены: – механическая скорость бурения vм, м/ч; – углубка за один оборот hоб, мм/об; – энергоемкость бурения N/vм, кВт ч/м; – мощность на бурение N, кВт; – диаметр керна dк, мм; – угол смещения точки контакта корпуса коронки со стенкой скважины, град.
При проведении экспериментальных исследований было принято решение ориентироваться на результирующий признак действия, в частности, на величину механической скорости бурения VM (формула 2.1) и величину углубки за один оборот породоразрушающего инструмента hоб (формула 2.2).
В качестве влияющих на процесс бурения факторов приняты осевая нагрузка – Рос, даН, которая устанавливалась равной 1000 и 1400 даН и частота вращения , мин-1, – 435 и 710 мин-1. Таким образом, число достаточных опытов N в пределах каждого эксперимента соответствовало четырем. Сочетания выбранных параметров позволили устанавить четыре режима бурения (табл. 2.3):
Сочетания выбранных параметров при различных режимах бурения Параметры Режим 1 Режим 2 Режим 3 Режим 4 Осевая нагрузка, даН 1000 1400 1000 1400 Частота вращения, мин-1 435 435 710 710 При каждом режиме было проведено опытное бурение со стандартной и опытной коронкой, а также при использовании в качестве бурового очистного агента в одном случае техническую воду, а в другом ПАВ. Таким образом, в соответствии с методикой ПФЭ использованы четыре варианта сочетания параметров, для которых получены соответствующие значения откликов.
Математическая обработка и статистическая оценка результатов экспериментальных исследований проведены в соответствии с требованиями Международной системы единиц (СИ).
С целью более точного сопоставления результатов все этапы экспериментальных работ выполнялись с использованием единых блоков горных пород и типа породоразрушающего инструмента.
Интервалы и уровни варьирования параметров режима бурения приведены в табл. 2.4. Таблица 2.4 Интервалы и уровни варьирования параметров режима бурения Интервал варьирования и уровень факторов Частота вращения, мин-1 Осевое усилие, даН Основной уровень 572,5 1200 Интервал варьирования 137,5 200 Нижний уровень 435 1000 Верхний уровень 710 1400 Ошибку определения каждого отклика рассчитывали по результатам нескольких последовательных опытов, проводимых при равных значениях факторов. Всего проведено 16 опытов. Ошибку рассчитывали по формуле 2.3 [9]: а = , (2.3) где – оценка дисперсии; m – число повторных опытов; N – число опытов.
Определение механической скорости бурения производилось следующим образом: в качестве отклика фиксировалось время бурения интервала горной породы 1, 2 или 3 см в зависимости от величины механической скорости. Например, если скорость бурения была невысокой – 1–5 м/ч, интервал был минимальным – 1 см; при более высокой скорости интервал бурения увеличивался до 2 см, а при скорости бурения 10–15 м/ч интервал бурения составлял 5 см. Для получения достоверной информации, было пробурено на постоянных режимах 3 интервала, а время бурения определялось как среднее значение. Время, затраченное на бурение интервала было замерено вручную механическим секундомером «Агат» с классом точности 2, и ценой деления 0,2 с. Допустимая погрешность составляет 0,6 секунд на 10 минут, при этом каждый замер дублировался не менее трех раз. Относительная ошибка определения механической скорости бурения составила хт = 10% [65], от среднего значения откликов, что позволило построить математические модели с достоверностью не менее 90%, где - верхний предел измерительного прибора; х - показания прибора при измерении.
Буровой снаряд в процессе бурения подвергается износу. По характеру износа можно определить вид движения компоновки при бурении на что, например, указывает С.С. Сулакшин [98, 99]. Вид износа также говорит о деформации бурового снаряда в процессе бурения под действием внешних сил. Известны работы по изучению износа колонковых труб и его интерпретации [83, 84], покрытых нитрокраской, имеющие недостаток в виде стирания краски не только при бурении, но и при спуске-подъеме колонны и случайных касаний компоновкой стенок скважины. Так же известна методика [98], по которой бралась новая труба без отклонений по наружному диаметру, без кривизны и прочих дефектов. Замерялась ее длина и делался контроль поперечных размеров промером диаметра или габаритного размера. Затем исследуемая труба ставилась в компоновку и отрабатывалась до полного износа в пределах допуска на износ потеря диаметра или поперечного размера на (2–3 мм).
Теоретические предпосылки усовершенствование торца коронки с целью сохранения эксцентриситета режущей части торца при сохранении гидравлического равновесия истечения жидкости в ее торце
Чтобы рассчитать величину эксцентриситета поперечного сечения трубы нужно определить площадь сечения этой трубы и ее статические моменты.
Первоначально нужно рассчитать площади фигур в данном сечении (рис 3.3). Это площади двух кругов, большого и малого, а также площади двух одинаковых сегментов. Площадь круга рассчитывается по формуле:
Далее проводим расчет площади сегментов по формуле: где – угол между линиями, соединяющими геометрический центр трубы (круга) с крайними точками удаленного сегмента трубы. Определим значение величины эксцентриситета центра масс поперечного сечения e на примере бурильных труб снаряда PQ диаметром 114,3 мм и толщиной среза лысок 2,8 мм. Обозначим начало координат точкой C (рис. 3.3). Тогда статический момент сложной фигуры относительно оси X равен сумме статических моментов простых фигур составляющих эту фигуру:
Схема, используемая при расчете эксцентриситета поперечного сечения КСМ - статический момент правого сегмен 57,15 = 586404,7 мм3; 57,15 = 477115,1 мм3; 85,1 = 5642,13 мм3; 85,1 = 5642,13 мм3; Sx = Sx1 – Sx2 – Sx3 – Sx4; где Sx1 – статический мо мент большого круга; Sx2 – статический момент малого круга; Sx3 – статический момент левого сегмента; Sx4 та. Sx1 = F1 Ly = 10260,8 Sx2 = F2 Ly = 8348,47 Sx3 = F3 Hy1 = 66,3 Sx4 = F4 Hy2 = 66,3 Sx = 586404,7 - 477115,1 - 5642,13 - 5642,13 = 98005,4 мм3. где F1 и F2 – площади большого и малого кругов, F3 и F4 – площади левого и правого сегментов, Ly – расстояние от начала координат до центра тяжести кругов по оси Y, Hy1 и Hy2 – расстояние от начала координат до центра тяжести сегментов по оси Y.
Найдем статический момент фигуры относительно оси Y: Sy1 = F1 Lx = 10260,8 57,15 = 586404,7 мм3; Sy2 = F2 Lx = 8348,47 57,15 = 477115,1 мм3; Sy3 = F3 Hx1 = 66,3 8.74 = 579,46 мм3; Sy4 = F4 Hx2 = 66,3 105.56 = 6998,62 мм3; Sy = 586404,7 - 477115,1 - 579,46 - 6998,62 = 101711,6 мм3. Находим площадь сечения трубы F: F = F1 - F2 - F3 - F4 = 10260,8 - 8348,47 - 66,3 - 66,3 = 1779,73 мм2 Зная площадь сечения и его статические моменты, можно определить координаты центра тяжести по формулам:
Значение величины эксцентриситета e будет равно: Значения величин эксцентриситетов для остальных размеров труб находят аналогично. Величины эксцентриситетов представлены в табл. 3.1.
Значения величин эксцентриситетов бурильных труб в зависимости от толщины срезаемой лыски и типоразмера Чтобы определить, при каких значениях эксцентриситета e и толщины срезаемой лыски, соответственно, бурильные трубы приобретут при работе характер движения , следует рассчитать минимально допустимые значе ния эксцентриситета e для разных типоразмеров труб и режимов работы колонны по формуле В.В. Нескоромных [50]: где – весовая характеристика труб КСМ, даН/м; весовая характери стика бурильных труб колонны, даН/м; – угол проворота компоновки; – угол поворота участка колонны под действием центробежной силы; и – прогиб компоновки и бурильных труб, м; – длина компоновки, м; – дли на полуволны бурильных труб, м; – частота вращения, мин ; g – ускоре ние силы тяжести, м с ; – коэффициент трения колонны о стенки скважины; ос – осевая нагрузка, даН.
Минимально допустимые значения эксцентриситета e для разных типоразмеров труб при рекомендуемых производителем параметрах нагрузки (табл. 3.4) [82] представлены в табл. 3.3.
Минимальные необходимые значения эксцентриситета для реализации вращения компоновки по типу Ф1 в зависимости от частоты вращения при рекомендуемой осевой нагрузки Частота вращения, Значения эксцентриситета e для размеров труб, мм BQ NQ HQ PQ 400 1,61 1,67 1,51 1,72 600 1,46 1,43 1,30 1,51 800 1,30 1,11 1,12 1,31 1000 1,21 1,0 0,96 1,16 Таблица 3.4 Рекомендуемые производителем параметры осевой нагрузки на ПРИ для различных типоразмеров Типоразмер BQ NQ HQ PQ Осевая нагрузка, даН 900-2300 1400-2700 1800-3600 2300-4500 Таким образом, данная зависимость показывает, что минимальное значение эксцентриситета е для обеспечения движения колонны по типу должно быть равно или больше значений, представленных в данной таблице. Сравнивая табл. 3.1 и 3.2, с табл. 3.3 определяем толщину срезаемых лысок. При этом, толщина срезаемой лыски не должна превышать половину толщины стенки трубы. Например, для снаряда HQ при частоте вращения равной 700 об/мин минимальная величина эксцентриситета е должна быть больше либо ровна 1,3 мм. Исходя из этого, подбираем по таблице 1 величину срезаемой лыски.
Минимально допустимые значения эксцентриситета е для реализации компоновкой КСМ типа движения Ф\ для разных типоразмеров труб при рекомендуемых параметрах нагрузки представлены в табл.3.3 и на рис. 3.3.
Для обеспечения стабильного вида движения компоновки по типу Фj при минимальном эксцентриситете центра масс, требуется соблюдение следующих условий: высокие частоты вращения бурильных колонн; минимальная деформированность колонны, что предполагает использование технологий и инструментов, позволяющих эффективно бурить при минимальных Рос, а также использование систем «колонна-скважина» с минимальными радиальными зазорами; минимальное значение коэффициента трения между компоновкой, колонной и стенкой скважины; снижение изгибающих моментов, действующих на торец бурового инструмента и компоновку при бурении анизотропных горных пород со стороны забоя скважины.
Результаты изучения работы компоновок со смещенной массой в составе буровой колонны по их износу
Для решения задачи по выбору оптимальных параметров размещения компоновок в сжатой части бурильной колонны изготавливали опытные образцы компоновок КСМ. За основу брали бурильные трубы Boart Longyear типоразмера HQ колонкового набора со следующими параметрами (табл. 4.5), отличающиеся такими конструктивными параметрами: наличие смещенного центра тяжести поперечного сечения. При этом величина центра тяжести в процессе испытаний не менялась. Промышленные образцы компоновок испытывались при бурении плановых скважин 3.5-21G и 3-22G в ООО «Прикладная геология» с целью оценки влияния размещения КСМ в сжатой части бурильной колонны на основные показатели бурения и характер вращения колонны бурильных труб.
Макеты буровых компоновок изготавливали из стандартных труб HQ. Смещение центра тяжести поперечного сечения обеспечивалось путем удаления двух лысок вдоль корпуса трубы, расположенных своими осями относительно друг друга под углом в 120 с образованием плоских продольных участков наружной поверхности трубы (рис. 4.10). Глубина снимаемых лы сок составила 2,5 мм. Лыски снимались с отступом от резьб, и не снимались в центре трубы с целью максимального сохранения ее устойчивости. Также начальные участки лысок снимали с радиусом во избежание концентрации напряжений. Смещение центра тяжести поперечного сечения в таком случае составило 1,66 мм.
Всего было изготовлено 3 трубы с эксцентриситетом цента масс для размещения их в гребнях полуволны изгиба бурильной колонны, размещенных в колонне следующим образом: коронка 1 – расширитель 6 – колонковая труба 5 – центратор 4 – КСМ 3 – две стандартных трубы HQ 2 – КСМ – три стандартных трубы HQ – КСМ (рис. 2.8).
Бурение выполнялось станком УКБ-5П, начальный зенитный угол всех буримых скважин составлял 30. Данными макетами было пробурено более 750 метров скважин. Производственные испытания макетов показали рост механической скорости бурения на 10-20%, уменьшение затрат мощности на вращение в 10% (рис. 4.11), значительное снижение уровня вибрации (рис. 4.11), а так же снижение естественного искривления скважины (рис. 4.12).
Из рис. 4.12 следует, что величина естественного искривления по зенитному углу при использовании КСМ в составе сжатой части бурильной колонны снизило кривизну скважины в 2,9 раза. Представленные кривые, отражают процесс изменения зенитного угла на интервалах бурения протяженностью примерно по 300 м на четырех плановых скважинах месторождения «Попутнинское».
По азимутальному углу значительных искривлений не наблюдалось, тем не менее, азимутальное направление скважин оказалось более выдержанным при бурении снарядом с КСМ в 1, 15 раза (рис. 4.13).
Диграммы затрат мощности при бурении скважин: а – стандартный снаряд типоразмера HQ (Boart Longyear), глубина 110 м; б – колонна с тремя КСМ в сжатой части, глубина 112 м. в - стандартный снаряд типоразмера HQ (Boart Longyear), глубина 130 м; г - колонна с тремя КСМ в сжатой части, глубина 132 м.
Результаты испытаний компоновок КСМ № скважины Компоновка Объем испытаний, м. Интенсивность искривления по зенитному углу, град./100 м. Интенсивность искривления по азимутальному углу, град./100м. Vмех., м/ч Частота вращения, об/мин Осевая нагрузка Pос=150 0-2000 даН
При производстве геологоразведочных работ современная технология бурения предусматривает использование сбалансированных бурильных колонн с минимальным радиальным зазором. Вместе с тем, бурильная колонна под действием осевой нагрузки и крутящего момента теряет устойчивость, возникают центробежные силы, которые возрастают в квадратичной зависимости от частоты вращения. Центробежные силы, возникая в нижней части бурильной колонны, в основном и определяют силу прижатия гребней полуволны деформированной колонны к стенкам скважины [21, 27, 45, 46, 102].
Для изучения работы КСМ в составе бурильной колонны, на корпуса трех труб были нанесены наплавки (рис. 2.6, 2.7). Результаты измерения исходной величины наплавок даны в таблице 4.6–4.8.
Результаты измерений высоты наплавок на корпусах трубы КСМ № № Окружностиснаплавкамина корпусетрубы Исходная высота наплавки 1, мм Исходная высота наплавки 2, мм Исходная высота наплавки 3, мм Исходная высота наплавки 4, мм Исходная высота наплавки 5, мм
Результаты измерений высоты наплавок на корпусах трубы КСМ № № Окружностиснаплавкамина корпусетрубы Исходная высота наплавки 1, мм Исходная высота наплавки 2, мм Исходная высота наплавки 3, мм Исходная высота наплавки 4, мм Исходная высота наплавки 5, мм
Величины износа наплавок на компоновках КСМ на каждом этапе экспериментальных исследований представлены в табл. 4.9–4.11. Максимальные значения износа наплавок на корпусах компоновок выделены жирным шрифтом. Анализ результатов экспериментов показал, что место контакта КСМ со стенкой скважины в таблице 4.9. наблюдается со стороны удаленных сегментов корпуса трубы со смещением в сторону вращения , что соответствует данным, полученным в работе [54].